RU2592931C1

RU2592931C1 - Method for development of carbonate reservoir by periodic acid treatment

Info

Publication number: RU2592931C1
Application number: RU2015146434/03A
Authority: RU
Inventors: Раис Салихович Хисамов; Вадим Валерьевич Ахметгареев; Илгам Гарифзянович Газизов; Рустам Хамзович Ахмадуллин; Виталий Владимирович Емельянов
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date: 2015-10-29
Filing date: 2015-10-29
Publication date: 2016-07-27

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: method for development of carbonate reservoir by periodic acid treatment involves drilling horizontal wells, running on pipe string to horizontal part of shafts of pumps, separation of horizontal shaft into sections by packers depending on permeability, acid treatment through filters with different density of perforation, withdrawal of production well. In horizontal hole, which is open, three pipe strings are lowered with diameter of not more than 2.5 inches. At roof of productive formation in production string packer for three strings is installed. On first column in centre of each section of horizontal shaft is arranged one pump, wherein every next pump from end of horizontal shaft to its beginning is selected to allow fluid flow rate of not less than sum of fluid yields of previous pumps. To second and third pipe strings are attached throughout length of horizontal shaft series-connected filters, in which perforation density at every said section is different. Perforation density N_n at second pipe string of each n-th section of filters is made according to ratio of N_n=N_min·k_max/k_n, holes/m, where k_max is maximum permeability along horizontal shaft, m², k_n is permeability of n-th section of collector, m², N_min is density of perforation holes of filters at second pipe string opposite collector with maximum permeability, holes/m. Perforation density M_n at third pipe string of each n-th section of filters is calculated by formula M_n=M_min·k_n/k_min, holes/m, where k_min is minimum permeability along horizontal shaft, m², M_min is density of perforation holes of filters at third string opposite collector with minimum permeability, holes/m. At stopped pumps acid is fed into second pipe string with filters, flushed by process water in volume not less than that of pipe string, through which acid is injected, after reaction of acid with rock reaction products are extracted through same pipe until oil appears, then pump brought into operation in horizontal shaft. If oil flow rate drops by more than 50 % of oil flow rate after acid treatment, process of acid treatment is repeated, wherein volume of service water for pressing of acid is selected at least 2 volumes of service water compared to used in previous treatment cycle. When water cut of well rises to 80-98 % through third string with filters at stopped pumps is pumped into formation water with fine particles radius 0.1-0.4 of pore mean radius of collector r_u, defined by relationship

m, where m is mean porosity of collector, unit fractions, k is weighted average permeability along horizontal shaft, m². Pumping of water with fine particles is performed for 3-10 days with rate close to maximum well injection capacity.

EFFECT: increasing oil recovery of carbonate reservoir.

1 cl, 1 dwg, 2 ex

Description

Известен способ разработки нефтяного пласта горизонтальными скважинами, включающий бурение или выбор уже пробуренных горизонтальных скважин, выделение участков в виде интервалов продуктивного пласта, спуск в скважину насоса, разделение участков пакерами, отбор продукции скважины из каждого участка. При разработке терригенного или карбонатного пласта предварительно определяют профиль притока, выявляют участки с профилем притока, отличающимся друг от друга по удельному дебиту нефти на 20% и более, в местах изменения удельного дебита нефти устанавливают пакеры, в центр каждого участка спускают на отдельной колонне насосно-компрессорных или колтюбинговых безмуфтовых труб один насос, расстояние между насосами вдоль по горизонтальному стволу устанавливают не более 200 м (патент РФ №2544204, кл. E21B 43/16, опубл. 10.03.2015).There is a method of developing an oil reservoir by horizontal wells, including drilling or selecting already drilled horizontal wells, identifying sections in the form of intervals of the reservoir, lowering the pump into the well, separating the sections with packers, selecting well products from each section. When developing a terrigenous or carbonate formation, the inflow profile is preliminarily determined, areas with an inflow profile different from each other by specific oil production rate of 20% or more are identified, packers are installed in the places where the specific oil production rate changes, a pumping unit is lowered into the center of each section compressor or coiled tubing sleeveless pipes one pump, the distance between the pumps along the horizontal shaft is set to not more than 200 m (RF patent No. 2544204, class E21B 43/16, publ. 03/10/2015).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ большеобъемной кислотной обработки карбонатного пласта, включающий проведение исследований и определение зон пласта с различной проницаемостью, спуск в горизонтальную скважину на колонне насосно-компрессорных труб фильтров с различной плотностью перфорации, закачку в открытый горизонтальный ствол скважины кислоты, продавку кислоты, промывку скважины и пуск ее в работу. Каждый участок с проницаемостью, отличающейся более чем на 20% от соседнего, изолируют, установленными на фильтрах пакерами, а плотность перфорации фильтра каждого участка выполняют исходя из соотношения:The closest in technical essence to the proposed method is a method of large-volume acid treatment of a carbonate formation, including research and determination of zones of the formation with different permeability, descent into a horizontal well on a string of tubing filters with different perforation densities, pumping acid into an open horizontal well bore selling acid, flushing the well and putting it into operation. Each section with a permeability that differs by more than 20% from the neighboring one is isolated with packers installed on the filters, and the density of the perforation of the filter of each section is performed based on the ratio:

где C₁, С₂, C_n - коэффициенты гидродинамического совершенства скважины по характеру вскрытия вдоль горизонтального ствола скважины;where C ₁ , C ₂ , C _n - the coefficients of hydrodynamic perfection of the well by the nature of the opening along the horizontal wellbore;

R₁, R₂, R_n - проектируемая глубина проникновения кислоты в породу, м,R ₁ , R ₂ , R _n - the projected depth of acid penetration into the rock, m,

k₁, k₂, k_n - проницаемость участка пласта, м²,k ₁ , k ₂ , k _n - the permeability of the reservoir, m ² ,

h_n - мощность участка пласта, м,h _n - the thickness of the reservoir, m,

r_c - радиус фильтра, м,r _c is the radius of the filter, m,

в межтрубное пространство до кровли продуктивного пласта закачивают щелочь для нейтрализации кислоты или у кровли продуктивного пласта устанавливают пакер, при этом межтрубное пространство заполняют технической водой, объем V щелочи или воды определяют по формулеAlkali is pumped into the annulus to the top of the reservoir to neutralize acid or a packer is installed at the top of the reservoir, while the annulus is filled with technical water, the volume V of alkali or water is determined by the formula

V=π·H·(R²-r²), м³,V = π · H · (R ² -r ² ), m ³ ,

где H - глубина скважины до кровли продуктивного пласта, м,where H is the depth of the well to the top of the reservoir, m,

R - внутренний радиус эксплуатационной колонны, м,R is the inner radius of the production casing, m,

r - внешний радиус колонны насосно-компрессорных труб, м, в насосно-компрессорные трубы закачивают соляную кислоту с концентрацией 10-20% под устьевым давлением Р_у=(0,009…0,01)·Н, МПа, в объеме V_к, равномr is the outer radius of the tubing string, m, hydrochloric acid with a concentration of 10-20% is pumped into the tubing at wellhead pressure P _y = (0.009 ... 0.01) · N, MPa, in a volume of V _k equal to

V_к=(0,007…0,008)·L·h, м³,V _to = (0.007 ... 0.008) · L · h, m ³ ,

где L - длина горизонтального ствола скважины, м,where L is the length of the horizontal wellbore, m,

h - толщина пласта, м,h is the thickness of the reservoir, m,

продавку кислоты в пласт осуществляют нефтью в объеме, равном объему внутреннего пространства насосно-компрессорных труб с фильтрами (патент РФ 2533393, кл. E21B 43/27, опубл. 20.11.2014 - прототип).the acid is pumped into the formation by oil in an amount equal to the volume of the internal space of the tubing with filters (RF patent 2533393, class E21B 43/27, publ. 11/20/2014 - prototype).

Общим недостатком известных способов является низкая эффективность разработки неоднородных карбонатных коллекторов по каждому из способов в отдельности, что приводит к невысокой нефтеотдаче.A common disadvantage of the known methods is the low efficiency of developing heterogeneous carbonate reservoirs for each of the methods separately, which leads to low oil recovery.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи карбонатного коллектора.In the proposed invention solves the problem of increasing oil recovery carbonate reservoir.

Задача решается тем, что в способе разработки карбонатного коллектора периодичной кислотной обработкой, включающем бурение горизонтальных скважин, спуск на колонне труб в горизонтальную часть стволов насосов, разделение горизонтального ствола на участки пакерами в зависимости от проницаемости, кислотную обработку коллектора через фильтры с различной плотностью перфорации, отбор продукции скважины, согласно изобретению в горизонтальный ствол скважины, который выполняют открытым, спускают три колонны труб диаметром не более 2,5 дюйма, у кровли продуктивного пласта в эксплуатационной колонне устанавливают пакер для трех колонн труб, на первой колонне в центре каждого участка горизонтального ствола размещают по одному насосу, причем каждый последующий насос от конца горизонтального ствола к его началу выбирают из условия обеспечения дебита жидкости не менее суммы дебитов жидкости предыдущих насосов, ко второй и третьей колоннам труб крепят по всей длине горизонтального ствола последовательно соединенные фильтры, в которых плотность перфорации на каждом из указанных участков различна, плотность перфорации N_n на второй колонне труб каждой n-й секции фильтров выполняют согласно соотношению N_n=N_min·k_max/k_n, отв./м, где k_max - максимальная проницаемость коллектора вдоль горизонтального ствола, м², k_n - проницаемость n-го участка коллектора, м², N_min - плотность перфорационных отверстий фильтров на второй колонне труб напротив коллектора с максимальной проницаемостью, отв./м, плотность перфорации M_n на третьей колонне труб каждой n-й секции фильтров рассчитывают по формуле M_n=M_min·k_n/k_min, отв./м, где k_min - минимальная проницаемость коллектора вдоль горизонтального ствола, м², M_min - плотность перфорационных отверстий фильтров на третьей колонне труб напротив коллектора с минимальной проницаемостью, отв./м, при остановленных насосах подают кислоту во вторую колонну труб с фильтрами, продавливают технической водой в объеме не менее объема колонны труб, по которой ведут закачку кислоты, после реакции кислоты с породой по этой же трубе отбирают продукты реакции до появления нефти, затем пускают в работу насос в горизонтальном стволе, при падении дебита нефти более чем на 50% от дебита нефти после кислотной обработки процесс закачки кислоты повторяют, причем объем технической воды для продавки кислоты выбирают из условия не менее 2 объемов технической воды, которую применяли в предыдущем цикле обработки, при повышении обводненности скважины до 80-98% через третью колонну труб с фильтрами при остановленных насосах закачивают в пласт воду с мелкодисперсными частицами радиусом 0,1-0,4 среднего радиуса пор коллектора r_n, определяемого по соотношению

, м, где m - средняя пористость коллектора, д.ед., k - средневзвешенная проницаемость коллектора вдоль горизонтального ствола, м², закачку воды с мелкодисперсными частицами ведут в течение 3-10 сут с расходом, близким к максимальной приемистости скважины.The problem is solved in that in the method of developing a carbonate reservoir by periodic acid treatment, including drilling horizontal wells, lowering a pipe string into the horizontal part of the pump shafts, dividing the horizontal well into sections by packers depending on permeability, acidizing the collector through filters with different perforation densities, the selection of the production of the well, according to the invention, into the horizontal wellbore, which is open, lowers three pipe columns with a diameter of not more than 2.5 inches, at the top of the reservoir in the production casing, a packer for three pipe columns is installed, one pump is placed on the first column in the center of each section of the horizontal wellbore, and each subsequent pump is selected from the end of the horizontal wellbore to its beginning from the condition that the fluid flow rate is not less than the sum of the fluid flow rates previous pumps, to the second and third pipe columns are fixed along the entire length of the horizontal barrel series-connected filters in which the density of perforation on each of these sections is different, the perforation density N _n on the second pipe string of each n-th filter section is performed according to the ratio N _n = N _min · k _max / k _n , holes / m, where k _max is the maximum permeability of the collector along the horizontal trunk, m ² , k _n is the permeability of the n-th section of the collector, m ² , N _min is the density of the perforation holes of the filters on the second pipe string opposite the collector with the maximum permeability, holes / m, perforation density M _n on the third pipe string of each n-th filter section calculated by the formula M _n = M _min · k _n / k _min , holes / m, where k _min is the minimum the permeability of the collector along the horizontal shaft, m ² , M _min is the density of the perforation holes of the filters on the third pipe string opposite the collector with the minimum permeability, holes / m, when the pumps are stopped, acid is supplied to the second pipe string with filters, pressed with technical water in the amount of not less than of the volume of the pipe string through which acid is injected, after the reaction of the acid with the rock, reaction products are taken through the same pipe until oil appears, then the pump is put into operation in a horizontal shaft, when the flow rate does not drop at more than 50% of the oil production rate after acid treatment, the acid injection process is repeated, and the volume of process water for selling acid is selected from the condition of at least 2 volumes of process water, which was used in the previous treatment cycle, while the well water cut is increased to 80-98% through a third column of pipes with filters, when the pumps are stopped, water is pumped into the formation with fine particles with a radius of 0.1-0.4 of the average pore radius of the collector r _n , determined by the ratio

, m, where m is the average porosity of the reservoir, unit, k is the average weighted permeability of the reservoir along the horizontal wellbore, m ² , water with fine particles is injected for 3-10 days at a flow rate close to the maximum injectivity of the well.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

На нефтеотдачу карбонатного коллектора, разрабатываемого горизонтальными скважинами, существенное влияние оказывает равномерность и степень выработки запасов нефти. Существующие технические решения не в полной мере позволяют выполнить данную задачу. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи карбонатного коллектора.The oil recovery of the carbonate reservoir, developed by horizontal wells, is significantly affected by the uniformity and the degree of development of oil reserves. Existing technical solutions do not fully allow to perform this task. In the proposed invention solves the problem of increasing oil recovery carbonate reservoir.

Задача решается следующим образом.The problem is solved as follows.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение участка нефтяного коллектора с размещением горизонтального ствола скважины. Обозначения: 1 - нефтяной коллектор, 2 - горизонтальная добывающая скважина, 3 - горизонтальный ствол, 4 - кровля продуктивного коллектора, 5 - обсадная колонна, 6 - цементное кольцо, 7 - колонна труб с насосами, 8 - колонна труб с фильтрами для подачи кислоты в пласт, 9 - колонна труб с фильтрами для закачки воды с мелкодисперсными частицами, 10 - пакер в обсадной колонне, 11-13 - насосы, 14-16 - фильтры колонны труб 8, 17-19 - фильтры колонны труб 9, 20 - пакера открытого горизонтального ствола 3.In FIG. 1 is a schematic illustration of a section of an oil reservoir with a horizontal wellbore. Designations: 1 - oil reservoir, 2 - horizontal production well, 3 - horizontal wellbore, 4 - roof of the productive reservoir, 5 - casing string, 6 - cement ring, 7 - pipe string with pumps, 8 - pipe string with filters for acid supply into the reservoir, 9 - pipe string with filters for pumping water with fine particles, 10 - packer in the casing, 11-13 - pumps, 14-16 - pipe string filters 8, 17-19 - pipe string filters 9, 20 - packer open horizontal trunk 3.

Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.

Участок нефтяной залежи, коллектор 1 (фиг. 1) которого представлен карбонатным типом и чисто нефтяной зоной, вскрывают горизонтальной скважиной 2 с горизонтальным стволом 3. Коллектор 1 зонально неоднороден, выделяют, например, три участка, отличающиеся по проницаемости: I, II и III. До кровли 4 продуктивного пласта скважину 2 обсаживают обсадной колонной 5, цементируют 6, а сам горизонтальный ствол 3 выполняют открытым.The oil reservoir section, the reservoir 1 (Fig. 1) of which is represented by the carbonate type and the purely oil zone, is opened with a horizontal well 2 with a horizontal wellbore 3. The reservoir 1 is zonally heterogeneous, for example, there are three sections differing in permeability: I, II and III . To the roof 4 of the reservoir, the well 2 is cased with casing 5, cemented 6, and the horizontal shaft 3 is open.

В горизонтальный ствол 3 скважины 2 спускают три колонны труб 7, 8, 9 диаметром не более 2,5 дюйма каждая. У кровли 4 продуктивного пласта 1 в эксплуатационной колонне 5 устанавливают специальный пакер 10 для трех колонн труб. На колонне труб 7 в центре каждого участка I, II и III горизонтального ствола 3 размещают по одному насосу соответственно 13, 12, 11 (например, таких типов, как 2СП45/24, 2СП45/32 и др., имеющие разную производительность в зависимости от дебита участка, но одинаковый условный диаметр). Каждый последующий насос от конца горизонтального ствола 3 к его началу выбирают из условия обеспечения дебита жидкости не менее суммы дебитов жидкости предыдущих насосов, т.е. должно выполняться условие: Q₁₃>Q₁₂>Q₁₁, где, _{11, 12, 13} - номера насосов. Это достигается установкой насосов различной производительности. Согласно расчетам диаметр труб 7-9 более 2,5 дюймов не позволяет беспрепятственно спускать параллельно три трубы с оборудованием в наиболее распространенные диаметры обсадных колонн 5. Насосы 11-13 в центральных частях участков I-III горизонтального ствола 3 позволяют, согласно исследованиям, наиболее эффективно отбирать запасы нефти вдоль всего горизонтального ствола 3.Three columns of pipes 7, 8, 9 with a diameter of not more than 2.5 inches each are lowered into the horizontal shaft 3 of well 2. At the roof 4 of the reservoir 1 in the production casing 5 install a special packer 10 for three pipe columns. On the pipe string 7 in the center of each section I, II and III of the horizontal shaft 3, one pump is placed 13, 12, 11, respectively (for example, of types such as 2SP45 / 24, 2SP45 / 32, etc., having different capacities depending on flow rate of the plot, but the same conditional diameter). Each subsequent pump from the end of the horizontal shaft 3 to its beginning is selected from the condition of ensuring a fluid flow rate of at least the sum of the fluid flow rates of the previous pumps, i.e. the condition must be fulfilled: Q ₁₃ > Q ₁₂ > Q ₁₁ , where, _{11, 12, 13} are the numbers of the pumps. This is achieved by installing pumps of various capacities. According to calculations, the diameter of the pipes 7–9 more than 2.5 inches does not allow unimpeded parallel descent of three pipes with equipment into the most common casing diameters 5. Pumps 11–13 in the central parts of sections I – III of the horizontal bore 3 allow, according to research, the most efficient take oil reserves along the entire horizontal wellbore 3.

К колоннам труб 8 и 9 крепят по всей длине горизонтального ствола 3 последовательно соединенные фильтры соответственно 14-16 и 17-19, в которых плотность перфорации на каждом из участков I, II и III различна. Каждый из участков разделяют пакерами 20.To the columns of pipes 8 and 9, successively connected filters 14-16 and 17-19, respectively, are attached along the entire length of the horizontal barrel 3, in which the perforation density in each of sections I, II and III is different. Each of the sections is separated by packers 20.

Плотность перфорации N_n на колонне труб 8 каждой n-й секции фильтров 14-16 выполняют согласно соотношениюThe perforation density N _n on the pipe string 8 of each n-th filter section 14-16 is performed according to the ratio

где k_max - максимальная проницаемость коллектора вдоль горизонтального ствола, м²,where k _max is the maximum permeability of the reservoir along the horizontal trunk, m ² ,

k_n - проницаемость n-го участка коллектора, м²,k _n - permeability of the n-th section of the collector, m ² ,

N_min - плотность перфорационных отверстий фильтров на второй колонне труб напротив коллектора с максимальной проницаемостью, отв./м.N _min - the density of the perforation holes of the filters on the second pipe string opposite the collector with maximum permeability, holes / m

Плотность перфорации M_n на колонне труб 9 каждой n-й секции фильтров 17-19 рассчитывают по формулеThe perforation density M _n on the pipe string 9 of each n-th filter section 17-19 is calculated by the formula

где k_min - минимальная проницаемость коллектора вдоль горизонтального ствола, м²,where k _min - the minimum permeability of the reservoir along the horizontal trunk, m ² ,

M_min - плотность перфорационных отверстий фильтров на третьей колонне труб напротив коллектора с минимальной проницаемостью, отв./м.M _min - the density of the perforation holes of the filters on the third pipe string opposite the collector with minimal permeability, holes / m

При остановленных насосах 11-13 подают кислоту в колонну труб 8 с фильтрами 14-16. Пакер 10 не позволяет кислоте воздействовать на обсадную колонну 5. Кислоту продавливают технической водой в объеме не менее объема колонны труб 8, по которой ведут закачку кислоты. После реакции кислоты с породой по этой же трубе 8 отбирают продукты реакции до появления нефти, затем пускают в работу насосы 11-13 в горизонтальном стволе 3.When the pumps 11-13 are stopped, acid is supplied to the pipe string 8 with filters 14-16. The packer 10 does not allow acid to act on the casing 5. The acid is pressed with process water in an amount not less than the volume of the pipe string 8 through which the acid is pumped. After the reaction of the acid with the rock through the same pipe 8, the reaction products are taken until oil appears, then the pumps 11-13 in the horizontal barrel 3 are put into operation.

При падении дебита нефти более чем на 50% от дебита нефти после кислотной обработки процесс закачки кислоты повторяют, причем объем технической воды для продавки кислоты выбирают из условия не менее 2 объемов технической воды, которую применяли в предыдущем цикле обработки.If the oil production rate drops by more than 50% of the oil production rate after acid treatment, the acid injection process is repeated, and the volume of industrial water for selling acid is selected from the condition of at least 2 volumes of industrial water that was used in the previous treatment cycle.

При повышении обводненности скважины 2 до 80-98% через колонну труб 9 с фильтрами 17-19 при остановленных насосах 11-13 закачивают в пласт воду с мелкодисперсными частицами. Ввиду того что закачиваемая вода легче всего идет в зону, насыщенную водой, частицы будут блокировать поровые каналы именно в зонах, откуда в скважину 2 поступает вода, т.е. промытых зонах. Согласно исследованиям это позволяет снизить обводненность продукции скважины и несколько увеличить охват ввиду того, что после закачки и пуска скважины вновь в добычу поступавшая ранее вода начинает постепенно обходить зоны, забитые частицами, вытесняя при этом нефть. Радиус частиц r определяют как 0,1-0,4 от среднего радиуса пор r_п коллектора, рассчитываемого по известной зависимости, получаемой при объединении законов Дарси и Пуазейля:With an increase in water cut of well 2 to 80-98%, water with fine particles is pumped into the formation through a pipe string 9 with filters 17-19 when the pumps 11-13 are stopped. Due to the fact that the injected water is easiest to go into the zone saturated with water, the particles will block the pore channels precisely in the areas where water enters the well 2, i.e. washed areas. According to studies, this allows to reduce the water cut of the well’s production and slightly increase the coverage due to the fact that after the well is injected and put back into production, the previously supplied water begins to gradually bypass particle clogged areas, displacing oil. The particle radius r is defined as 0.1-0.4 of the average pore radius r _{p of the} collector, calculated by the known dependence obtained by combining the laws of Darcy and Poiseuille:

где m - средняя пористость коллектора, д.ед.,where m is the average porosity of the reservoir, unit units,

k - средневзвешенная проницаемость коллектора вдоль горизонтального ствола 3, м².k is the weighted average permeability of the reservoir along the horizontal trunk 3, m ² .

По формулам (1) и (2) видно, что на участке с максимальной проницаемостью, например III, плотность перфораций фильтра 16 колонны 8 будет минимальна, тогда как фильтра 19 колонны 9 - максимальна. И наоборот, на участке с минимальной проницаемостью, например I, плотность перфораций фильтра 14 колонны 8 будет максимальна, тогда как фильтра 17 колонны 9 - минимальна. Это объясняется тем, что объем закачки кислоты в наиболее проницаемый участок требуется меньше, чем в наименее проницаемый, и наоборот, объем закачки воды с мелкодисперсными частицами в участок с максимальной проницаемостью требуется больше, чем в участок с минимальной проницаемостью. Полученная плотность перфорационных отверстий фильтров 14-19 в зависимости от проницаемости коллектора позволяет проводить закачку как кислоты, так и воды с мелкодисперсными частицами равномерно в пласт вдоль всего горизонтального ствола 3 скважины 2.According to formulas (1) and (2), it can be seen that in the area with maximum permeability, for example III, the perforation density of the filter 16 of the column 8 will be minimal, while the filter 19 of the column 9 will be maximum. Conversely, in the area with minimal permeability, for example, I, the density of perforations of the filter 14 of the column 8 will be maximum, while the filter 17 of the column 9 will be minimal. This is because the amount of acid injected into the most permeable area is less than that of the least permeable, and vice versa, the amount of water injected with finely dispersed particles into the area with maximum permeability is required more than the area with minimal permeability. The obtained density of the perforation holes of the filters 14-19, depending on the permeability of the reservoir, allows both acid and water with fine particles to be pumped uniformly into the formation along the entire horizontal wellbore 3 of well 2.

Согласно расчетам такой периодический цикл работы закачка кислоты - добыча продукции - закачка воды с мелкодисперсными частицами - добыча продукции - закачка кислоты и т.д. позволяет отобрать наибольшее количество запасов за счет кислотной обработки с каждым циклом все более отдаленных зон коллектора 1 и при этом снижать обводненность продукции за счет блокирования поровых каналов закачиваемыми частицами в промытых зонах. Переменная плотность перфорации фильтров 14-19 и насосы 11-13 в центральной части участков позволяют отбирать запасы наиболее равномерно. При падении дебита менее чем на 50% проведение повторной кислотной обработки экономически нерентабельно. Продавка технической водой с увеличивающимися объемами позволяет кислоте проникать глубже в пласт. При этом согласно расчетам объем менее 2 объемов технической воды, применяемой для продавки в предыдущем цикле, не позволяет повышать нефтеотдачу. При повышении обводненности скважины 2 менее чем до 80% закачка воды с частицами снижает экономическую эффективность ввиду простоев добычи в период закачки, тогда как более 98% - не позволяет значительно снизить обводненность после закачки воды с частицами и блокировании промытых зон. Радиус частиц менее 0,1·r_п приводит к снижению эффективности блокирования промытых зон ввиду того, что закачиваемые частицы значительно меньше радиуса поровых каналов, тогда как более 0,4·r_п - не позволяет частицам «войти» в пласт.According to calculations, such a periodic cycle of work is acid injection - production of products - injection of water with fine particles - production of products - acid injection, etc. allows you to select the largest amount of reserves due to acid treatment with each cycle of more and more distant zones of collector 1 and at the same time reduce water cut by blocking the pore channels with injected particles in the washed zones. The variable density of the perforation of the filters 14-19 and pumps 11-13 in the central part of the sections allow you to select stocks most evenly. If the flow rate drops by less than 50%, repeated acid treatment is not economically feasible. Selling process water with increasing volumes allows acid to penetrate deeper into the formation. Moreover, according to calculations, the volume of less than 2 volumes of industrial water used for sales in the previous cycle does not allow to increase oil recovery. With an increase in water cut of well 2 to less than 80%, water injection with particles reduces economic efficiency due to production downtime during the injection period, while more than 98% does not significantly reduce water cut after water injection with particles and blocking the washed zones. The radius of the particles is less than 0.1 · r _p leads to a decrease in the efficiency of blocking the washed zones due to the fact that the injected particles are much smaller than the radius of the pore channels, while more than 0.4 · r _p does not allow the particles to "enter" into the reservoir.

Объемы закачки кислоты рассчитывают как при стандартной кислотной обработке горизонтальной скважины. Закачку воды с мелкодисперсными частицами ведут в течение 3-10 сут с расходом, близким к максимальной приемистости скважины. Исследования показывают, что этого достаточно для блокирования промытых каналов.Acid injection volumes are calculated as in a standard acid treatment of a horizontal well. Water is injected with fine particles for 3-10 days at a flow rate close to the maximum injectivity of the well. Studies show that this is enough to block washed channels.

Аналогичные операции проводят на других горизонтальных скважинах коллектора. Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки коллектора.Similar operations are carried out on other horizontal wells of the reservoir. Development is carried out until the complete economically viable development of the reservoir.

Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи карбонатного коллектора.The result of the implementation of this method is to increase the oil recovery of the carbonate reservoir.

Примеры конкретного выполнения способаExamples of specific performance of the method

Пример 1. Участок нефтяной залежи, коллектор 1 (фиг. 1) которого представлен карбонатным типом и чисто нефтяной зоной толщиной 10 м, залегающий на глубине 820 м, вскрывают горизонтальной скважиной 2 с горизонтальным стволом 3 длиной 300 м. Коллектор 1 зонально неоднороден, выделяют три участка I, II и III с соответствующими проницаемостями k_I=40 мД, k_II=100 мД и k_III=180 мД. Средняя пористость коллектора m=0,16 д.ед. До кровли 4 продуктивного пласта скважину обсаживают обсадной колонной 5 диаметром 168 мм, цементируют 6, а сам горизонтальный ствол 3 выполняют открытым.Example 1. The site of the oil reservoir, the reservoir 1 (Fig. 1) of which is represented by the carbonate type and a purely oil zone 10 m thick, lying at a depth of 820 m, is opened with a horizontal well 2 with a horizontal well 3 300 m long. The reservoir 1 is zoned heterogeneous, distinguished three sections I, II and III with the corresponding permeabilities k _I = 40 mD, k _II = 100 mD and k _III = 180 mD. The average porosity of the reservoir m = 0.16 units To the roof 4 of the reservoir, the well is cased with casing 5 with a diameter of 168 mm, cemented 6, and the horizontal shaft 3 is open.

В горизонтальный ствол 3 скважины спускают три колонны труб 7, 8, 9. Диаметр колонны 7 составляет 2,25 дюйма, колонн 8, 9 - по 1,5 дюйма каждая. У кровли 4 продуктивного пласта 1 в эксплуатационной колонне 5 устанавливают специальный механический пакер 10 для трех колонн труб. На колонне труб 7 в центре каждого участка I, II и III горизонтального ствола 3 размещают по одному насосу 11, 12, 13 соответственно типоразмеров 2СП57/45, 2СП57/32, 2СП57/24, условным диаметром 57,15 мм=2,25 дюйма.Three columns of pipes 7, 8, 9 are lowered into the horizontal wellbore 3 of the well. The diameter of the column 7 is 2.25 inches, and the columns of 8, 9 are 1.5 inches each. At the roof 4 of the reservoir 1 in the production casing 5 install a special mechanical packer 10 for three pipe columns. On the pipe string 7 in the center of each section I, II and III of the horizontal barrel 3, one pump 11, 12, 13 is placed, respectively, of sizes 2SP57 / 45, 2SP57 / 32, 2SP57 / 24, with a nominal diameter of 57.15 mm = 2.25 inches .

К колоннам труб 8 и 9 крепят по всей длине горизонтального ствола 3 последовательно соединенные фильтры соответственно 14-16 и 17-19. Каждый из участков разделяют набухающими пакерами 20 марки ТАМ. Для колонны труб 8 напротив участка III с максимальной проницаемостью устанавливают фильтр 16 с минимальной плотностью перфорации N_min=N_III=5 отв./м. Тогда плотность перфорации N_I и N_II фильтров 14 и 15 соответственно рассчитывают и выполняют согласно формуле (1):To the columns of pipes 8 and 9 are fixed along the entire length of the horizontal barrel 3 series-connected filters 14-16 and 17-19, respectively. Each of the sites is separated by swelling packers 20 brands TAM. For the pipe string 8, opposite to section III with maximum permeability, a filter 16 is installed with a minimum perforation density N _min = N _III = 5 holes / m. Then the perforation density N _I and N _{II of the} filters 14 and 15, respectively, are calculated and performed according to the formula (1):

N_II=N_min·k_max/k_II=N_III·k_III/k_II=5·180/100=9 отв./м,N _II = N _min · k _max / k _II = N _III · k _III / k _II = 5 · 180/100 = 9 holes / m,

N_I=N_III·k_III/k_I=5·180/40=23 отв./м.N _I = N _III · k _III / k _I = 5 · 180/40 = 23 holes / m

Аналогично для колонны труб 9 напротив участка I с минимальной проницаемостью устанавливают фильтр 17 с минимальной плотностью перфорации M_min=M_I=6 отв./м. Тогда плотность перфорации M_III и M_II фильтров 19 и 18 соответственно рассчитывают и выполняют согласно соотношению (2):Similarly, for the pipe string 9, a filter 17 with a minimum perforation density M _min = M _I = 6 holes / m is installed opposite the section I with the minimum permeability. Then the perforation density M _III and M _{II of the} filters 19 and 18, respectively, are calculated and performed according to the relation (2):

M_III=M_min·k_III/k_min=M_I·k_III/k_I=6·180/40=27 отв./м,M _III = M _min · k _III / k _min = M _I · k _III / k _I = 6 · 180/40 = 27 holes / m,

M_II=M_I·k_II/K_I=6·100/40=15 отв./м.M _II = M _I · k _II / K _I = 6 · 100/40 = 15 holes / m.

При остановленных насосах 11-13 подают 24%-ную соляную кислоту в колонну труб 8 с фильтрами 14-16. Всего закачивают 100 м³ кислоты. Кислоту продавливают технической водой в объеме 1,0 м³, равном объему колонны труб 8. После реакции кислоты с породой по этой же трубе 8 отбирают продукты реакции до появления нефти, затем пускают в работу насосы 11-13 в горизонтальном стволе 3.When the pumps 11-13 are stopped, 24% hydrochloric acid is supplied to the pipe string 8 with filters 14-16. A total of 100 m ^{3 of} acid are pumped. The acid is squeezed with industrial water in a volume of 1.0 m ³ equal to the volume of the pipe string 8. After the reaction of the acid with the rock, the reaction products are taken through the same pipe 8 until oil appears, then pumps 11-13 are put into operation in the horizontal barrel 3.

Дебит нефти после кислотной обработки составил 18 т/сут, обводненность - 25%. После 1 года эксплуатации, дебит нефти снизился на 50% от дебита нефти после кислотной обработки, т.е. до 9 т/сут, обводненность возросла до 56%. Процесс закачки кислоты повторяют аналогично описанному выше. Продавку кислоты осуществляют технической водой в объеме, превышающем в 2 раза объем технической воды, которую применяли в предыдущем цикле обработки, т.е. 2,0 м³. После второй кислотной обработки дебит нефти составил 14 т/сут., обводненность - 43%.The oil production rate after acid treatment was 18 tons / day, the water cut was 25%. After 1 year of operation, the oil production rate decreased by 50% of the oil production rate after acid treatment, i.e. up to 9 tons / day, water cut increased to 56%. The acid injection process is repeated as described above. The acid is sold with industrial water in a volume exceeding 2 times the volume of industrial water that was used in the previous treatment cycle, i.e. 2.0 m ³ . After the second acid treatment, the oil production rate was 14 tons / day, the water cut was 43%.

После 1,5 лет эксплуатации дебит нефти снизился до 3 т/сут, обводненность возросла до 80%. Через колонну труб 9 с фильтрами 17-19 при остановленных насосах 11-13 закачивают в пласт воду с мелкодисперсными частицами. Средневзвешенная проницаемость k вдоль горизонтального ствола 3 составляет:After 1.5 years of operation, the oil flow rate decreased to 3 tons / day, the water cut increased to 80%. Through a string of pipes 9 with filters 17-19, with pumps 11-13 stopped, water with fine particles is pumped into the formation. The weighted average permeability k along the horizontal shaft 3 is:

Тогда требуемый радиус частиц r:Then the required particle radius r:

Соответственно воду с частицами (используют речную воду с твердыми взвешенными частицами) предварительно пропускают через фильтр с диаметром ячеек 0,24·2=0,48 мкм. Закачку воды с мелкодисперсными частицами ведут в течение 3 сут с расходом 100 м³, близким к максимальной приемистости скважины.Accordingly, water with particles (using river water with solid suspended particles) is preliminarily passed through a filter with a mesh diameter of 0.24 · 2 = 0.48 μm. Water is injected with fine particles for 3 days with a flow rate of 100 m ³ close to the maximum injectivity of the well.

После закачки воды с мелкодисперсными частицами насосы 11-13 вновь пускают в эксплуатацию. Дебит нефти составил 8 т/сут., обводненность - 49%.After pumping water with fine particles, pumps 11-13 are put back into operation. The oil production rate amounted to 8 tons / day, water cut - 49%.

Циклы закачки кислоты повторяют при падении дебита нефти более чем на 50% от дебита нефти после предыдущей кислотной обработки с увеличением объема технической воды для продавки в 2 раза. Циклы закачки воды с мелкодисперсными частицами также повторяют при повышении обводненности скважины до 80-98%.Acid injection cycles are repeated when the oil production rate drops by more than 50% of the oil production rate after the previous acid treatment with a 2-fold increase in the volume of industrial water for sale. Water injection cycles with fine particles are also repeated when the well water cut is increased to 80-98%.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. Требуемый радиус частиц составляетExample 2. Perform, as example 1. The required radius of the particles is

Закачку воды с мелкодисперсными частицами ведут в течение 10 сут с расходом 80 м³.Water with fine particles is injected for 10 days with a flow rate of 80 m ³ .

В результате разработки участка 1, который ограничили обводнением добывающей скважины до 98%, было добыто с одной горизонтальной скважины 171,5 тыс.т нефти, коэффициент извлечения нефти (КИН) участка составил 0,403 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях, было добыто 141,3 тыс.т нефти, КИН составил 0,332 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,071 д.ед.As a result of the development of section 1, which limited the watering of the production well to 98%, 171.5 thousand tons of oil were produced from one horizontal well, the oil recovery factor (CIN) of the section was 0.403 units. According to the prototype, ceteris paribus, 141.3 thousand tons of oil was produced, oil recovery factor was 0.332 units The increase in recovery factor by the proposed method is 0.071 units

Предлагаемый способ позволяет повысить КИН зонально неоднородного карбонатного коллектора за счет более равномерной и глубокой периодической кислотной обработки, водоограничения при прорыве воды и эффективной добыче нефти вдоль всего горизонтального ствола скважины.The proposed method allows to increase the oil recovery factor of a zonal heterogeneous carbonate reservoir due to a more uniform and deep periodic acid treatment, water limitation during water breakthrough and efficient oil production along the entire horizontal wellbore.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи карбонатного коллектора.The application of the proposed method will solve the problem of increasing oil recovery carbonate reservoir.

Claims

A method of developing a carbonate reservoir by periodic acid treatment, including drilling horizontal wells, running on a pipe string into the horizontal part of the pump shafts, dividing the horizontal well into sections by packers depending on permeability, acidizing the reservoir through filters with different perforation densities, selecting well production, characterized in that three columns of pipes with a diameter of not more than 2.5 inches are lowered into the horizontal wellbore, which is open, at the top of the productive floor a packer for three pipe columns is installed in the production casing, one pump is placed on the first casing in the center of each section of the horizontal well, each subsequent pump from the end of the horizontal well to its beginning is selected from the condition that the fluid flow rate is not less than the total flow rate of the previous pumps, sequentially connected filters are attached to the second and third pipe columns along the entire length of the horizontal barrel, in which the perforation density in each of these sections is different, the density perforations N _n on the second pipe string of each n-th filter section are performed according to the ratio N _n = N _min · k _max / k _n , holes / m, where k _max is the maximum permeability of the collector along the horizontal shaft, m ² , k _n - the permeability of the n-th section of the collector, m ² , N _min - the density of the perforation holes of the filters on the second pipe string opposite the collector with the maximum permeability, holes / m, the perforation density M _n on the third pipe string of each n-th filter section is calculated by the formula _{_{. m n = m min · k}} n / k min, holes / m, where k _min - minimum constant collector lengthwise horizontal wellbore, m ^2, M _min -. density of perforations filters at third pipe string opposite the manifold with a minimum permeability of holes / m, when the pump is supplied acid to the second column pipes with filters, forced industrial water in amounts not less column volume pipes through which acid is injected, after the reaction of the acid with the rock, reaction products are taken through the same pipe until oil appears, then the pump is put into operation in a horizontal well, when the oil production rate drops by more than 50% of the production rate After acid treatment, the acid injection process is repeated, and the volume of process water for selling acid is selected from the condition of at least 2 volumes of process water, which was used in the previous treatment cycle, with an increase in water cut to 80-98% through the third pipe string with filters when stopped pumps pump water into the reservoir with fine particles with a radius of 0.1-0.4 of the average pore radius of the reservoir r _p , determined by the ratio

m, where m is the average porosity of the reservoir, unit, k is the average weighted permeability of the reservoir along the horizontal wellbore, m ² , water with fine particles is injected for 3-10 days with a flow rate close to the maximum injectivity of the well.